新疆低浓度瓦斯利用项目的经济性分析
文/严明林河南能源集团库车市榆树岭煤矿，能源与节能
新疆煤炭及瓦斯资源丰富。榆树岭煤矿属煤与瓦斯突出矿井，富含瓦斯，矿井瓦斯储量7.0053亿m3，在瓦斯抽采率45%的情况下可抽采3.1524亿m3，综合考虑矿井瓦斯赋存、开拓开采、服务年限等情况，矿井一水平年抽采瓦斯量预计1000万m3，二水平年抽采瓦斯量预计1500万m3。抽采瓦斯体积分数在8%～12%之间，抽采的低浓度瓦斯若直接排空而不利用，既浪费大量的洁净能源，又污染大气环境，且不符合中国目前实现碳中和新发展理念的要求。
低浓度瓦斯的开发与利用，不但可以有效地利用煤矿抽采洁净能源，而且具有良好的经济效益和环境效益。
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1瓦斯利用
1.1瓦斯利用途径
经过几十年的发展，中国已经形成了以民用燃料、工业用燃料、发电、汽车燃料和化工原料等为主导的高浓度煤层气利用工艺，以内燃机发电、瓦斯提纯、深冷液化为主导的低浓度瓦斯利用工艺，以蓄热氧化热能利用为主导的超低浓度煤层气与乏风利用工艺，初步形成了煤层气梯级利用技术体系。不同浓度的瓦斯可利用途径如表1所示。
1.2经济性利用分析
以外部投资运营、财务费用按7%计算、无碳汇的条件下，常见的瓦斯利用项目经济性分析如表2所示。
根据已建设运营的煤矿瓦斯利用项目实际运行情况分析，在现行的瓦斯抽采利用政策条件下，瓦斯发电技术最为成熟，项目盈利能力最强；在热能供应较为紧张的地区，瓦斯蓄热氧化供热或冷热电联供代替电供暖、天然气供暖项目，也具有一定的盈利能力，但该地区不存在热能供应紧张的状况，且考虑到化学原料成本等问题，不建议实施。
2项目建设可行性分析
2.1瓦斯发电的可行性
根据低浓度瓦斯发电技术要求，瓦斯抽采平均体积分数大于8%时，瓦斯发电机组方可具备发电能力。目前，榆树岭煤矿抽采系统高负压的CH4体积分数为8%～12%，流量为200m3/min（见图1），纯瓦斯抽排量大于24m3/min，可利用；低负压的CH4体积分数为0.5%～3.0%，流量为120m3/min，纯瓦斯抽排量大于2.4m3/min，可利用效率较低。高负压CH4体积分数超过12%以后，可以作为配气使用。
抽采1m3瓦斯，可支持发电机组发电2～3kW·h。据统计，榆树岭煤矿2022年度可利用瓦斯纯量864万m3（不包含低负压瓦斯抽放纯量45万m3），经计算，发电机组年发电量为1728万kW·h。目前矿井抽采量可满足3MW机组发电用气量。2023年预计瓦斯抽采量会进一步增加，后期完全能够满足6MW机组发电所需瓦斯量，瓦斯抽采量需达到1728万m3即可全机组运行。
2.2项目建设必要性
1)该项目符合国家政策要求及河南省、河南能源集团瓦斯利用文件精神，符合国家环境保护和节能减排等有关规定。2)该项目可以充分利用煤矿抽排的瓦斯，有效助力煤矿安全生产，降低煤矿用电成本，减少瓦斯排放，减弱大气温室效应，同时可获取政府瓦斯利用补贴，具有良好的经济效益和环境效益。
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3项目规模及投资分析
3.1项目自建投资
3.1.1项目建设投资估算
项目建设投资估算情况如表3所示。
3.1.2自建项目年投入成本测算
自建项目年投入成本测算情况如表4所示。
3.1.3项目收益测算
1)瓦斯发电年收益611.68万元。根据煤层气开发上网电价，比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）中生物质发电项目上网电价执行，即当地2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加0.25元/（kW·h）的补贴，自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。若申报该项补贴，2021年瓦斯发电可获得0.2元/（kW·h）的补贴。按照6MW瓦斯发电项目，收益为691万元（6000kW·h×80%×20h×30d×12×0.2元/（kW·h）=6.9120×106元），不含税收入611.68万元。
2)国家补贴收益230.4万元。国家补贴0.2元/m3，按照总设计6MW机组瓦斯抽采总量的核算，瓦斯抽采量达到1152万m3，补贴收益为230.4万元（1152万m3×0.2元/m3=230.4万元）。
3)余热利用间接收益138.05万元。矿方目前有2台10t的燃煤锅炉，一用一备，主要为职工提供24h洗澡热水及冬季供暖。本项目瓦斯发电余热可满足职工洗澡需求，根据测算，职工洗澡每月用煤200t，年需用原煤2400t，按原煤价格650元/t计算，收益为156万元（2400t×650元/t=156万元），不含税收入138.05万元。
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3.1.4项目年净利润测算
根据现有收入项目，该项目年净利润=瓦斯发电年收益+国家补贴收益+余热利用收益-付现经营成本-折旧-所得税=611.68万+230.4万+138.05万-259.17万-329.22万-97.94万=293.8万元。
3.2项目合作投资
瓦斯发电项目从立项、征地、环评、安评，并上网手续等由承建方全权负责，如需要矿方配合的部分，矿方积极配合，项目发电、余热利用建设由承建单位全额投资，并承担项目生产经营管理的职能，对该项目享有完全的主权，实行独立核算，自负盈亏。
合作方瓦斯使用费122.3万元（1152万m3×0.12元/m3=138.24万元，不含税收入122.3万元）。
国家补贴收益115.2万元（1152万m3×0.2元/m3×0.5=115.2万元）。国家补贴0.2元/m3，矿方与承建单位拟按五五分成。
矿方净收益：122.3万元+115.2万元=237.5万元。
净利润=瓦斯使用费收入+国家补贴收入-所得税费用=122.3万元+115.2万元-59.38万元=178.12万元。
3.3现金流量、净现值、回收期对比分析
投资项目的现金流量、净现值、回收期对比分析如表5所示。
按照年投资报酬率7%折现，项目经营周期为10a测算净现值，项目自建的净现值为910.41万元，合作建设的净现值为1251.08万元，因自建项目的净现值小于合作建设的净现值，自建项目方案不可行，合作建设方案可行。
按照静态回收期计算，项目自建的静态回收期为5.56a，而合作建设没有原始投资，所以无静态回收期，第一年就有收益，自建项目静态回收期大于合作建设，自建项目不可行。
按照动态回收期计算，项目自建的动态回收期为7.29a。而合作建设没有原始投资，所以无动态回收期，第一年就有收益，自建项目动态回收期大于合作建设，自建项目不可行。
根据净现值、回收期计算，合作建设方案可行，自建项目方案不可行。
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4拟合作方式对比分析
4.1自建模式
4.1.1优势分析
矿方自建在技术、气源稳定性、运维稳定性、政策性影响等理想状态下年收益相对较高。
4.1.2劣势分析
1)资金方面。项目建设投资金额大。2)技术方面。该项目涉及手续办理、基础建设，设备购置与安装，设备的运行、调试及维护，无专业技术人员；前期需委托第三方单位进行运维，目前矿井瓦斯抽采量及瓦斯浓度监测技术不足，气源稳定性受采区影响。可能存在因气源不足、稳定性不强造成发电量不能达到预期的情况。3)管理方面。设备操作及维护成本较专业队伍成本高，人员运维不熟练，存在运营风险。此项目还涉及环保、用电监管、设备折旧等问题，均会增加每年的运维成本。4)运维方面。因人员对技术不熟悉、设备操作及维护不当，会造成发电量减少或停止发电，影响收益。
以上因素可能会产生项目建设费用（3916万元）全部损失的可能性。
4.2合同能源模式
4.2.1优势分析
1)项目建设费用矿方无资金投入，有效降低了该项目投资可能发生的技术、经济风险。中标方以矿方自备电厂名义办理项目相关手续，项目运行10年后，所有项目中包含的设备设施全部归属矿方所有。
2)中标单位组织形式灵活多样，便于整合项目全过程各种优质资源，实现对项目设备使用寿命周期管理，解决前期设计、过程建设和后期运营维护之间相互脱节的问题，通过压缩管理职责范围，矿方可以大量节省人力、物力成本，减少矿井运维费用。
3)可以根据矿方瓦斯抽采工作需要，及时停止生产及恢复生产，停产期间产生费用由投资方承担，避免矿方承担不必要的投入。
4.2.2劣势分析
1)矿井与中标单位为合作关系，由于不直接管理，在日常的生产经营过程中可能存在一定的管理与经营风险。2)技术、管理、运维、政策等相关因素影响会造成矿井收益减少，但不会造成矿井经济损失。
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5结束语
经自建模式和合同能源模式分析对比，根据净现值、回收期计算，合作建设方案可行，自建投资风险相对较大。从项目优劣势也可以看出，合同能源模式表现较为突出。经研究决定，榆树岭煤矿在加强风险防控的同时，采用合同能源模式对项目进行招标，全部由承建方投资，榆树岭煤矿仅协助办理相关手续，不对该项目进行任何投资。
截至目前，榆树岭煤矿瓦斯发电合同能源项目土建施工已基本结束，相继进入发电机组的安装与调试阶段，各种手续办理也在同步推进中，预计2023年底能够建成及并网发电。项目建成投运后，既能解决该矿瓦斯排空“变废为宝”的难题，同时又能为新疆南疆地区节能减排和碳达峰、碳中和提供试点和样板矿井开拓一种新的模式。